Rinnovabili e accumulo Nel caso in esame, si sono monitorati i nodi siciliani della rete 400 kV, per garantire che le tensioni fossero sempre nei limiti 0.9 - 1.1 pu. Il carico nei diversi nodi è stato aumentato gradualmente, non considerando i nodi di transito e mantenendo il fattore di potenza costante, fino a ottenere una non convergenza del calcolo di power flow, tenendo in conto opportunamente i limiti di produzione di potenza attiva e reattiva definiti dalle curve di capability dei generatori sincroni presenti. Per quanto riguarda le fonti rinnovabili FER, si è considerata la produzione di potenza reattiva garantita dal rispetto delle curve di capability definite nel Codice di rete [9] (Figura 5, tratto continuo rosso). In particolare, il supporto di potenza reattiva è stato assunto pari a ± 35% della potenza attiva disponibile. Il modello di rete della Sicilia fornito da Terna, nel suo caso base, ha ampi margini di caricabilità (loadability), circa il 65%. Questo valore è stato preso come riferimento per le analisi successive, per le quali, comunque, un margine del 40% è stato ugualmente ritenuto accettabile. La figura 6 mostra i risultati ottenuti per i sei profili considerati, relativi al 2030. Si osserva che quando la Sicilia importa potenza dall’Italia continentale, o quando il carico è elevato, i margini si riducono e il collasso di tensione può costituire un rischio, così come in condizioni di rete debole, cioè separata dall’Italia continentale. Gli altri scenari considerati mostrano margini che garantiscono una certa tranquillità, in particolare la situazione di carico basso, quando molti impianti termoelettrici sono dispacciati al proprio minimo tecnico. Inoltre, considerando gli stessi scenari con gli impianti FER in grado di fornire supporto reattivo, la Sicilia presenta margini rispetto al collasso di tensione significativamente aumentati, pari ad almeno il 40%. Perciò, anche in presenza di una penetrazione di FER (eolico e fotovoltaico) molto alta, gli studi effettuati evidenziano che il rischio di collasso di tensione rimane comunque basso. Conclusioni In questo articolo sono stati presentati i principali risultati ottenuti da EnSiEL nel contesto del progetto OSMOSE. L’analisi della stabilità della rete siciliana al 2030 ha mostrato come, prendendo in esame i profili di dispacciamento più critici, alcune instabilità possono essere affrontate solo attraverso opzioni di flessibilità innovative. Ovvero, inerzia sintetica fornita da impianti eolici e opportuna taratura dei sistemi di stabilizzazione della potenza, per quanto riguarda la stabilità alle piccole oscillazioni, e riserva di potenza fornita dalla risposta dei carichi nel caso della stabilità transitoria. Riguardo alla stabilità della tensione il supporto da parte delle fonti energetiche rinnovabili si è rivelato necessario al fine di mantenere profili di tensioni ammissibili. In generale, i sei profili orari selezionati per l’anno 2030 esibiscono già nella configurazione base una discreta stabilità. Tuttavia, al fine di garantire margini di sicurezza idonei, è risultato necessario ricorrere a una varietà di strumenti forniti dalle fonti energetiche rinnovabili e dai carichi in grado di fornire una maggiore flessibilità alla rete. gennaio/febbraio 2022 23 Il presente lavoro è stato svolto nell’ambito del progetto OSMOSE finanziato dall’Unione Europea tramite i progetti di ricerca e innovazione H2020, grant n. 773406. B I B L I O G R A F I A [1] J.A. Adu, J.D. Rios Penaloza, F. Napolitano, F. Tossani: Virtual Inertia in a Microgrid with Renewable Generation and a Battery Energy Storage System in Islanding Transition, 1st International Conference on Energy Transition in the Mediterranean Area (SyNERGY MED), 2019. [2] F. Baccino, F. Conte, S, Grillo, S. Massucco, F. Silvestro: An Optimal Model-Based Control Technique to Improve Wind Farm Participation to Frequency Regulation, IEEE Transactions Sustainable Energy, vol. 6, Issue 3, 2015. [3] A. Berizzi, C. Bovo, V. Ilea, M. Merlo, A. Miotti, F. Zanellini: Decentralized Reactive Power Control of Wind Power Plants, IEEE International Energy Conference and Exhibition (ENERGYCON), 2012, pp. 674-679. [4] S.H. Tindemans, G. Strbac: Low-Complexity Decentralized Algori thm for Aggregate Load Control of Thermostat ic Loads, IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 57, n. 1, gennaio-febbraio 2021, pp. 987-998. [5] www.osmose-h2020.eu [6] www.regione.sicilia.it [7] Terna: Codice di rete allegato A12. Criteri di Taratura dei Relè di Frequenza del Sistema Elettrico e Piano di Alleggerimento. [8] www.terna.it/it/sistema-elettrico/gaudi [9] Terna: Codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete, aprile 2007. [10] ENTSO-E: Frequency Stability Evaluation Criteria for the Synchronous Zone of Continental Europe: Requirements and impacting factors, marzo 2016. [11] F.M. Gonzalez-Longatt, J.L. Rueda: PowerFactory applications for power system analysis, Springer, 2014.
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